中國儲能網(wǎng)訊：2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合出臺了《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）（以下簡稱《通知》），旨在完善煤電價格機制，體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)價值。《通知》首次實現(xiàn)對煤電這一主力電源品種電能量價值和容量價值的區(qū)分，可有力推動構(gòu)建多層次電力市場體系，引導(dǎo)煤電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能，全面優(yōu)化電力資源配置，提升整個電力系統(tǒng)的經(jīng)濟性。
當前針對《通知》的相關(guān)討論已較多，但一般集中于容量電價機制自身及其對電力系統(tǒng)的影響，而對于現(xiàn)行容量電價機制在我國電力市場的應(yīng)用情況、存在問題及未來容量市場的走向等問題，尚缺乏系統(tǒng)的探討。本文將在研究不同煤電容量機制及其對我國適用性的理論基礎(chǔ)上，結(jié)合相關(guān)實際案例，分析當前容量電價機制存在的不足，并對我國容量電價機制提出相關(guān)展望和建議。
容量電價機制及其對我國的適應(yīng)性分析
國際上電力市場對發(fā)電容量的補償存在多種方式，包括戰(zhàn)略備用機制、容量補償機制、稀缺電價機制、容量市場機制等。表1對不同發(fā)電容量補償機制的優(yōu)缺點進行了總結(jié)。
綜合表中情況可以看出，稀缺定價機制雖然在高度市場化、對電力資源響應(yīng)性需求極高的單一能量市場中適用，但它可能帶來用戶成本的顯著增加，這與我國推行的居民用電普惠政策背道而馳。而容量市場機制在國外主要是為了響應(yīng)容量需求而設(shè)立，適用于電能量市場化已經(jīng)相對完善的地區(qū)，并且對于系統(tǒng)預(yù)測、市場管控等要求較高，而我國現(xiàn)階段主要目標更側(cè)重于回收火電投資成本，這與國外機制的目標存在較大差異。此外部分技術(shù)條件在當前我國電力市場中尚未成熟，因此容量市場可以作為我國未來容量補償機制的發(fā)展方向。
戰(zhàn)略備用機制的核心在于利用老舊火電機組在負荷高峰時段發(fā)電以滿足電力需求，但這與我國當前積極推動的“雙碳”政策目標不相符。然而，容量市場補償機制在一定程度上能夠穩(wěn)定火電的退市步伐，確保電力供應(yīng)與需求的平衡。鑒于我國當前正處于容量市場的起步階段，適用于這一過渡期的機制應(yīng)為容量補償機制。
目前，我國煤電容量電價機制是通過財務(wù)反算，以保證煤電基本收益為原則，形成類似標桿容量補償電價的機制。容量電價制度是最適合我國當前國情的一種方式，價格通過政府核定，避免了電能量價格的大幅波動，更容易被廣大民眾接受，降低了政策的實施難度；同時容量電價適用于電力市場的初期階段，這正與我國電力市場建設(shè)現(xiàn)狀相適應(yīng)。因此，容量電價制度是與我國國情及市場設(shè)計兼容性最強、實施效率更高、風險和成本最低的一種機制，是實現(xiàn)統(tǒng)籌新型電力系統(tǒng)建設(shè)及確保穩(wěn)價保供目標的最合適方式，最有利于我國能源行業(yè)的長期穩(wěn)定運行。
當前容量電價機制面臨的問題
容量補償機制自執(zhí)行以來已近半年，筆者在對國內(nèi)主要地區(qū)現(xiàn)狀調(diào)研分析的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)當前容量電價機制還存在以下問題。
一是未能覆蓋煤電全部成本。《通知》旨在建立兩部制電價分別回收煤電變動成本和固定成本，但容量補償部分未覆蓋全部容量，而是按全國統(tǒng)一標準的煤電機組固定成本的一定比例進行補償，最高為50%。未覆蓋全部成本容易導(dǎo)致以下問題：利好低成本機組；僅考慮容量，忽略其他因素如機組類型、服役年限等影響；忽略容量補償對煤電上網(wǎng)電價的影響。
以國內(nèi)某火電集團現(xiàn)階段財務(wù)測算為例，若按現(xiàn)行全國統(tǒng)一補償基準每年每千瓦330元執(zhí)行，該標準僅能覆蓋該公司煤電機組固定成本的70%（含財務(wù)費用）/80%（不含財務(wù)費用），而若按《通知》中約定的2024-2025年按30%即每年每千瓦100元測算（部分地區(qū)按50%比例計），則相應(yīng)覆蓋比例則為21%/24%，實際執(zhí)行標準偏低。2026年以后，若實際執(zhí)行比例不低于50%，則相應(yīng)覆蓋比例為35%/40%，煤電企業(yè)固定成本回收仍面臨較大挑戰(zhàn)。
二是同省“一刀切”，省間差異大。當前容量電價補償省內(nèi)采取統(tǒng)一標準，忽視機組個體差異，難以體現(xiàn)公平性。而不同省份間，補償價格水平相差可高達20%；各省的電源結(jié)構(gòu)以及火電與新能源比例關(guān)系差異較大，統(tǒng)一成本、固定比例的補償方式難以體現(xiàn)固定成本回收的合理性及多省電源結(jié)構(gòu)的差異。
三是跨省跨區(qū)送電容量補償機制還需進一步明確。《通知》未明確跨省跨區(qū)送電容量補償方式和標準，僅提出送受雙方需在中長期合同中約定相關(guān)內(nèi)容，導(dǎo)致跨省跨區(qū)煤電容量電費的補償及分攤機制還不夠明確。
以我國某以火電為主的外送省份為例，華北、華東等地區(qū)對該省均有較高的購電需求，2023年全年該省火電外送交易規(guī)模高達493億千瓦時，在我國省間電力傳輸比例和規(guī)模日益增長的背景下，現(xiàn)行省間中長期交易中仍尚未明確容量補償費用、價格等計算方式或標準，給兩部制條件下省間電力交易的雙方帶來較大困擾，建立相關(guān)機制已迫在眉睫，從而減少省間電力交易相關(guān)糾紛風險。
四是缺乏相關(guān)配套機制。相較于新型儲能已擁有配套容量市場機制并開展局部試點，煤電容量電價補償制度缺乏類似支持措施。如山東、新疆等地已開始實行基于容量價值的補償或減免機制，補償考慮其出力可靠性、持續(xù)時間、響應(yīng)速率等要素，山東市場甚至豁免新型儲能深谷時段部分市場分攤費用。不同省份煤電的市場費用分攤制度各異，若建立并完善煤電容量價值的分攤機制，將有助于煤電成本回收，與現(xiàn)有的容量電價補償制度也更契合。
五是在實際執(zhí)行層面，不同省份存在一定差異。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）和《通知》相關(guān)要求，系統(tǒng)運行費單獨列支，煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。部分省份公布的系統(tǒng)運行費里會列出相關(guān)明細（輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費、煤電容量電費等），也有部分省份僅給出系統(tǒng)運行費的總額，并沒有列出具體明細，還有部分省雖然沒有列出明細，但標出了煤電容量電價的具體折算價格。
此外，個別省份甚至還出現(xiàn)了煤電企業(yè)因綜合度電結(jié)算均價（即考慮電能量和容量補償費用后）超出本省煤電基準價1.2倍后，超出部分被回收的情況，此舉也缺乏相關(guān)明確政策依據(jù)。
我國容量電價機制展望與建議
我國容量電價機制發(fā)展展望
我國當前通過容量電價補償幫助煤電回收固定成本，未來轉(zhuǎn)向容量市場機制則需要根據(jù)對容量與電力負荷需求的供需關(guān)系分析來判斷。若容量供應(yīng)充足，則借助市場機制配置電力資源，若容量供應(yīng)緊張，則可以考慮引入備用機制、用戶側(cè)負荷響應(yīng)等手段。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023年底全國累計發(fā)電裝機容量約29.2億千瓦，火電裝機13.9億千瓦，水電4.2億千瓦，太陽能發(fā)電6.1億千瓦，風電4.4億千瓦，分別占裝機容量的47.62%、14.44%、20.88%、15.12%。中電聯(lián)發(fā)布《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》指出，2023年全社會用電量92241億千瓦時，燃煤發(fā)電發(fā)電量占比接近全社會用電量六成，充分發(fā)揮兜底保供作用。結(jié)合歷年用電趨勢、增速及新能源裝機增長情況，盡管我國用電增速放緩，新能源裝機顯著提升，現(xiàn)有火電容量在充分調(diào)動情況下仍足以確保電網(wǎng)安全。
然而，鑒于當前能源政策的低碳傾向，預(yù)計未來新能源裝機將繼續(xù)大幅提升，最大剩余負荷持續(xù)減小，仍需容量市場促使老舊火電機組有序退出，以呼應(yīng)“雙碳”目標。至于煤電容量在經(jīng)歷價格補償與市場化運作后，未來是否會進一步引入更為復(fù)雜的可靠性期權(quán)機制，還需要綜合考量市場化進程、市場活躍度、政策配套等因素。
過渡期容量補償機制完善建議
一是進一步細化容量電價補償標準，實現(xiàn)煤電容量精準化補償。一方面，不同地區(qū)電源結(jié)構(gòu)、煤電與新能源發(fā)電的相對比例、煤電在該地區(qū)的調(diào)節(jié)性地位、煤電與所在地區(qū)/送電地區(qū)間的調(diào)度關(guān)系等存在較大差異，另一方面，煤電機組間，機組類型、運行年限、設(shè)備性能、投資規(guī)模等方面也存在諸多不同，以上因素均會對煤電機組為所在地區(qū)提供的“容量價值”產(chǎn)生影響且無法忽略，因此未來針對煤電機組容量補償應(yīng)綜合考慮以上影響因素，逐步建立并完善煤電“容量價值”評估和補償指標體系，從而實現(xiàn)煤電容量價值的精準化補償。
二是進一步完善煤電容量電價補償信息披露機制，提高市場透明度。當前各地煤電容量補償披露信息在內(nèi)容、維度、顆粒度上存在較大差異，建議在《通知》的基礎(chǔ)上，出臺相關(guān)補充辦法，在參考我國電力市場相關(guān)信息披露法規(guī)、規(guī)則的基礎(chǔ)上，明確煤電容量電價費用，乃至于系統(tǒng)運行費用的信息披露標準，提升市場透明度。
三是引入相關(guān)配套機制，提升煤電企業(yè)對發(fā)電容量“保值”的積極性。一方面，建議引入相關(guān)激勵機制，針對長期保持甚至提升“容量價值”的高可靠性發(fā)電企業(yè)給予一定獎勵或分攤、考核費用減免；另一方面，在新的“兩部制”煤電企業(yè)補償機制的條件下，煤電企業(yè)的電能量收益和容量收益間的關(guān)系、是否存在相關(guān)收益上限約束條件等問題還需相關(guān)政策進一步明確。
